根据现有增速推测，西北电网新能源发电量占比将于2025年超过1/4，2030年超过1/3，并于2045年达到50%。

新能源利用率“五连升”面临逆转

李更丰告诉记者，2016—2021年，西北电网已实现弃风弃光率五连降以及新能源装机和发电量五连升。但是，随着新能源的急速发展，“五连升”势头预计2022年将可能停止。比如，今年5月，甘肃省弃风率攀升至18.3%，青海省弃光率上升至16.3%，这些情况说明西北地区新能源大发展给电网带来了持续增长的消纳压力。

业内专家认为，随着规模超1亿千瓦、以沙漠、戈壁、荒漠为主的大型风电光伏基地项目的陆续投产，西北地区的新能源电力消纳压力将越来越大。

在李更丰看来，制约西北地区新能源消纳的因素较为复杂。其中，主因是电力电量平衡受阻与安全稳定受阻，分别体现为断面受阻和调峰受阻。其中，断面受阻主要是指输送通道容量有限，西北电网内部网架结构为东西走向长链型结构，发电与负荷中心在地理上分布不均；调峰受阻主要是指系统调峰容量有限，近年来的数据显示，西北电网晚高峰时电力缺口持续增大，日间调峰能力严重不足。

电力规划设计总院副总工程师王霁雪表示，目前，西北电网既是直流落点和外送省份最多的区域电网，也是我国第一大送端和电力资源输出区域级电网。多个送端地区出现多个特高压直流，支撑电源和当地网架高度复杂。比如，陕北地区已纳规和已建成的通道都集中在延安、榆林等区域，而这些地区的新能源电源较为零散，为保障电网安全稳定，当地又重造了一张小电网。“目前较为紧迫的任务是，如何提早谋划，实现存量与增量线路之间的协同，以及新能源的支撑电源与电网通道之间的协同。”

现行电力市场规则力不从心

随着西北电网新能源装机比例的持续增大，电力系统同时面临着保供与消纳压力。此外，西北地区的市场主体多元且复杂，各类市场主体利益错综交织，“搭便车”现象明显。

对此，李更丰建议，要完善新型主体参与电力市场的方式机制，通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面提升电力系统的灵活调节能力，适应大规模新能源并网的要求。同时，在遵循市场规则的前提下，明确独立储能、需求响应、分布式光伏等新兴主体进入市场的方式及其独立市场主体的地位，通过价格机制合理有效地解决消纳问题，促进新型市场主体充分发展。

国网西北分部专家陈天恩表示，新能源电量渗透率从20%升至40%时，电网将面临更严峻的挑战。“在此背景下，已有的峰谷价差和辅助服务机制会显得力不从心，难以引导源网荷储协同运营，价格引导投资信号衰减，需要重新完善乃至重塑现行的电力市场。